可再生能源制氢占比仅为1%，氢来源亟待“绿化”

导语： “双碳”目标下，发展清洁能源是保障我国能源安全的根本之道。氢能是全球公认的低碳、零排放能源。随着《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》的出台，各地正积极谋划氢能产业的布局。本文对氢能产业链进行梳理分析，为各地政府的氢能产业招商和布局，以及有意向布局氢能业务的企业提供参考。

氢能产业的发展概况

氢能是指氢在物理与化学变化过程中释放的能量，可用于储能、发电、各种交通工具用燃料、家用燃料等。我国是世界上最大的制氢国，年制氢产量约 3300万吨，其中，达到工业氢气质量标准的约 1200 万吨。可再生能源装机量全球第一，在清洁低碳的氢能供给上具有巨大潜力。目前，国内氢能产业呈现积极发展态势，已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，在部分区域实现燃料电池 汽车 小规模示范应用。

从全国各地布局看，长三角、珠三角、环渤海和川渝鄂四个氢能产业集聚区正在形成。据不完全统计，全国有超过25个氢能主题园区。其中北京、上海、武汉、佛山四个城市具备较雄厚的产业基础。

氢能产业链的基本构成

氢能产业链条长，技术密集。其整体可以分为氢能制取、氢能储运、氢能应用三大环节。包括上游氢能制造，中游氢能储存运输，下游交通领域、储能领域、工业领域应用。其中，制氢技术和基础设施是氢能产业发展的基础与核心（如：加氢站建设、燃料电池研发与制造等）。

制氢技术方面： 我国现阶段氢能生产有化石能源、工业副产氢、可再生能源电解制氢等。其中，化石能源制氢以煤、天然气为原材料，其技术成熟、成本相对低，但制氢气过程存在碳排放问题，且存在有硫、磷等危害性杂质；工业副产氢以焦炉煤气、氯碱尾气等工业副产提纯制氢，目前无法作为大规模集中化的氢能供应来源；可再生能源电解制氢的电解水制氢，因成本较高，尚未实现规模化应用。除此之外，生物质制氢、太阳能光催化分解水制氢、核能制氢等技术处于试验和开发阶段。

氢能储运分为储氢技术、加氢站两个方面： 储氢技术从纵向看分为气态储氢、液态储氢、固态储氢三种。从横向看分为物理储氢、化学储氢、吸附储氢。气态储氢技术成熟，是较长时间内的主流储氢方式，其中高压气态储氢最为成熟。液态储氢分为低温液态储氢、有机液态储氢，目前只在航天领域应用。固态储氢是利用固体对氢气的物理吸附或化学反应作用，将氢气储存于固体材料中。在国内，固态储氢已在分布式发电中得到示范应用；加氢站主要包括站内制氢技术和外供氢技术，三大核心设备有压缩机、储氢瓶、加氢机。

氢能应用方面： 主要包括氢燃料电池、交通领域、工业及能源领域、建筑领域。氢燃料电池与锂电池不同，其本质是一种电化学反应发电装置，拥有较高的经济效应，且无有害气体排放与噪声污染；交通领域方面，氢燃料车分为氢内燃机 汽车 、氢燃料电池车两种。目前我国遵循“氢燃料电池商用车先发展、氢燃料电池车乘用车后发展”的特点。2020年销售的氢燃料电池 汽车 公交客车、公路客车等客车占比达90.3%，物流车、牵引车等货车占比9.7%；工业及能源领域，主要包括氢能冶金、天然气掺氢、固定式电源/电站等；建筑领域主要为微型热电连供。

重点上市企业概况及布局动向

据不完全统计，氢能全产业链规模以上工业企业超过 300 家。国内主要从事制氢的上市公司有华东能源、华昌化工、宝丰能源等。从事储氢、加氢站的上市包括厚普股份、中材 科技 等。

此外，在燃料电池系统装机市场处于寡头竞争格局。亿华通、潍柴动力、爱德曼、国鸿重塑、 探索 汽车 为国内燃料电池系统装机市场的TOP 5，市占率综合接近7成。

氢能产业部分上市企业概况

氢能产业部分上市企业布局动向

附：氢能发展规划政策

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近日，受氢能产业规划相关政策持续落地的影响，二级市场氢能源相关概念板块投资热情瞬间被点燃，相关概念股股价纷纷上演“一字板”或“20cm”涨停。其中，以深冷股份（300540.SZ）、亿华通（688339.SH）、致远新能（300985.SZ）等在内燃料电池相关个股涨幅最甚。

在氢能相关板块投资热度不减的当下，财华社希望通过策略氢燃料电池专题，带来读者及投资者走进氢能，了解全球氢能产业当下躁动的原因。此外，针对二级市场投资者关心的燃料电池产业链受益国产企业进行浅析。

全球“氢风正起”，氢能占比有望提升

氢能是一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景广泛的二次能源，亦是一种支撑可再生能源大规模发展的理想互联介质。

从产业角度来看，氢能产业链条是非常长的，覆盖能源、化工、设备、交通等多个行业。近期二级市场投资热度也主要围绕在上游氢制取、储运、加氢站；中游燃料电池堆、燃料电池系统及相关配件；以及下游氢燃料电池 汽车 、工业及能源、和建筑领域等相关题材股进行躁动。

话说回来，氢能即是可再生能源，应用场景如此之广，为何全球发展了几十上百年，都无法大规模商业化呢？

实际上，相较于中国，氢能很早就被日本、漂亮国、韩国等国家纳为能源战略重要组成部分，政策评估、商业前景预测、技术研发等战略规划在二十世纪90年代就有了。

例如，94%能源供应来自海外市场日本。为了减轻对外部能源依赖，一直想打造一个“氢能 社会 ”，曾在2017年就公布了《基本氢能战略》，该战略目标就是实现氢燃料与其他燃料的成本平价，进而实现对传统能源的替代。

但是，由于氢能供应与应用不仅涉及煤化工、炼油、焦化等传统工业，还涉及到氢燃料电池 汽车 、固态式燃料电池储能等新兴产业，需要攻克的供应及应用技术领域难题太多。另外，与天然气、石油、煤等传统能源相比，从制取到应用付出成本太贵，导致过去全球主流的能源还是依靠传统煤、石油及天然气。

例如，从简单的制取氢气环节来看。与煤炭、石油和天然气等直接开采的能源不同，氢能是一种二次能源，也就说需要通过一定的技术工艺或方法将其从其它能源中提炼或制取出来。

目前，提炼或制取方法，如常见的煤制氢、天然气重整制氢等化石能源制氢法，还有焦炉煤气、氯碱尾气等工业副产品提纯制氢法；还有初中学习过的电解水制氢法（因成本太高，目前采用该方法制氢占比较小）。不管上述何种制取法，按照过去的技术成本比其他传统能源高上不少。

最为重要一点是， 氢能带来经济效益与传统能源相比相差甚远，应用场景的广度及深度两者不在同个量级上，所以氢能在这几十年的全球能源供应体系结构中，占比非常的小。

现如今，随着氢能方面的技术不断迭代升级，制取、储氢、燃料电池等各个产业技术迎来了全面的升级，成本方面较过去有了较大降幅。

在此背景之下，恰逢全球能源结构不断发生变化，氢能被视为可再生能源消纳、能源储存和运输、能源转型和碳中和目标的重要途径。

在减少碳排放、能源安全、促进经济增长等因素驱动，全球“氢”风正起，氢能产业发展成为全球共同碳中和目标。

近年来，全球多个国家和地区已经颁布了氢能发展路线图。

欧盟先后发布“欧盟氢能战略”和“欧盟能源系统整合策略”两大新能源战略，希望在2050年实现碳中和的目标；

荷兰计划到2025年，建50个加氢站、投放1.5万辆氢燃料电池 汽车 和3000辆的重型 汽车 ；到2030年投放30万辆的氢燃料电池 汽车 。

法国更猛，直接喊出要将氢燃料用于大飞机上，计划在2035年实现这一目标；

较早推进氢能发展路线的日本，也加大了在氢能产业的布局。此外，漂亮国、韩国等国家加大投资力度，以支持氢能产业的发展。

近年来，我国政府不断加快推出氢能产业政策，从基础研究、产业引导、示范运营以及整车补贴等方面对燃料电池及氢能产业进行全面支持。

例如，近日，交通运输部印发的《综合运输服务“十四五”发展规划》明确指出加快充换电、加氢等基础设施规划布局和建设。

此外，地方性利好政策也层出不穷。例如，近日，浙江省印发了《关于浙江省加快培育氢燃料电池 汽车 产业发展实施方案的通知》（下称“方案”）。

方案明确，到2025年，产业生态基本形成，产业链上具有一批竞争力强的优势龙头企业。重点区域产业化应用取得明显成果，在公交、港口、城际物流等领域推广应用氢燃料电池 汽车 接近5000辆，规划建设加氢站接近50座。

此外，年内包括山东、江苏、河北、北京、上海等50多个地级市均陆续出台氢能产业规划。

根据国际氢能委员会预测，到2050年，氢能将创造3000万个工作岗位，减少60亿吨二氧化碳排放，创造2.5万亿美元产值，在全球能源中所占比重有望达到18%。

氢风正起，燃料电池蓄势待发

实际上，与纯电动 汽车 一样，氢燃料电池 汽车 也是我国新能源 汽车 的一个发展方向。

相较于纯电动 汽车 ，氢燃料电池 汽车 几乎可以弥补目前纯电动新能源车续航里程短、能量补给时长等短板。但是，纵然氢燃料电池 汽车 优势大于纯电动 汽车 ，但氢燃料电池 汽车 的产业化进程却滞后于纯电动 汽车 不少。

根据已披露的数据统计，2017年、2018年和2019年，我国氢燃料电池 汽车 销量分别为1,272辆、1,527辆和2,737辆，而新能源 汽车 销量分别达到77.7万辆、125.6万辆和120.6万辆。

导致两者相差甚远的原因，除了上文提及氢能关键技术尚不成熟，其储存、运输难度较大，导致的成本较高外，氢能的基础设施建设尚不完善，加氢站存在建设成本高、氢气成本高、补贴支持政策滞后以及审批管理机制不健全等情况，亦是导致我国加氢站建设推广进度较慢，整体产业链商业化前景不佳。

但是，目前这些困扰着氢燃料电池商业化的问题，有望借助当前全球氢风正起的大浪潮兴起，以及我国对氢能产业大力扶持（如“以奖代补”政策的实施），有望迎来全新的发展机遇。

根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，至2025年我国氢燃料电池车保有量达到5万辆，按1：1配套测算，未来仅是氢燃料电池 汽车 领域就有超百万台的潜在增长空间，氢燃料电池市场发展潜力巨大。

中金公司测算，到2030和2060年，氢燃料电池车（商用车及乘用车）年销量将分别达到29万辆和200万辆，燃料电池车保有量达到134万辆和1,546万辆，对应总氢气需求将达到129万吨和3,031万吨。

氢燃料电池发展尚处初期，国产企业厚积薄发可期

目前，我国氢能源电池发展还处于初期阶段，国内整体竞争格局尚不明朗，部分细分领域还与国际有较大差距。这意味着未来随着氢燃料电池全产业链发展全面推进，国内可能会孕育优质的细分领域龙头企业。

具体而言，氢燃料电池 汽车 产业链上游主要为膜电极、双极板、各类管阀件与传感器、车载高压储氢瓶等发动机零部件生产制造行业，产业链中游主要为燃料电池发动机系统及电堆集成行业，产业链下游为燃料电池整车制造和营运行业。

氢燃料电池产业链

从竞争格局来看，上游的催化剂、质子交换膜及气体扩散层方面绝大多数供应商都是国际企业。其中，催化剂这一领域，目前国内燃料电池催化剂主要使用日本田中贵金属和英国庄信万丰的催化剂，约占市场约80%份额；而在质子交换膜领域，虽然国内主要供应商是漂亮国的戈尔，但国产企业也在悄然崛起，如东岳集团和科润新材料；气体扩散层方面，基本被日本东丽、加拿大巴拉德、德国的SGL三家国际大厂垄断，国内上海华谊、通用氢能等企业还处于谋求商业化阶段。

氢燃料电池中游的领域，国产替代优势最为明显，未来出现龙头的可能性也是比较大的。

中游的空压机领域，国产化率接近100%，国内市场空压机供应商主要有雪人股份、德然动力、东德实业、金士顿 科技 等企业。此外，在氢气循环泵领域，国产企业也不少，如苏州瑞驱、浙江宏升、东德实业。

中游的储氢系统领域，近年来国内车载储氢瓶企业成长非常之快，像国富氢能、中集安瑞科、中材 科技 、科泰克、天海工业、亚普股份、京城股份等企业，成长速度非常之快，技术水平部分企业已经达到国际水平。

此外，整体氢燃料电池系统集成商方面，国产企业也不少，如上市企业潍柴动力、亿华通、雄滔股份，非上市企业有上燃动力，还有近日上汽集团拟分拆上市的捷氢 科技 。

氢燃料电池下游领域，受成本因素影响，目前氢燃料电池主要应用长距离客运、货运（重卡、大巴、公交）、物流叉车、轮船等交通工具。国内整车制造厂商就有大家所熟知的上汽、宇通、一汽等传统车企；终端的营运商方面，如厦门金龙、上海氢车熟路等企业。

尾语：

短时间内，氢燃料电池迎来前所未有的发展机遇已经是不争的事实。但是，要将氢燃料电池 汽车 与当前火热的纯电动 汽车 放在同一水平线上相提并论，还为 时尚 早。

从规模化角度来看，目前纯电动 汽车 购买成本基本可以与传统燃油车抗衡了，而且目前纯电动 汽车 产销量正处于放量阶段，未来规模化带来的成本优势可能会进一步放大。因此，若不考虑补贴，在成本方面，氢燃料电池 汽车 当前还不具备与纯电动 汽车 竞争的机会。

向前看，全面推进氢能产业发展已经成为全球各国的共识，氢能产业化进程有望进入加速发展阶段。因此，随着氢能产业技术的进步、加氢站等基础设施的完善以及各环节成本的降低，氢能的发展前景值得期待。

本文源自财华网

文/熊华文 符冠云，国家发改委能源研究所，环境保护

当前，世界各国都在加快推进氢能产业发展，初步形成了四种典型模式，即以德国为代表的“深度减碳重要工具”模式，以日本为代表的“新兴产业制高点”模式，以美国为代表的“中长期战略技术储备”模式和以澳大利亚为代表的“资源出口创汇新增长点”模式。我国在推动氢能产业高质量发展的过程中，应充分参考借鉴国际经验，进一步明确“初心”与“使命”、目标与路径，以推进能源革命为出发点，构建“大氢能”应用场景，统筹推进氢能产业技术与市场、供应与需求的协调发展。

氢能作为二次能源， 具有来源广泛、适应大范围储能、用途广泛、能量密度大等多种优势。随着氢能产业的兴起， 全球迎来“氢能 社会 ” 发展热潮，欧盟、日本、美国、澳大利亚、韩国等经济体和国家均出台相关政策，将发展氢能产业提升到国家（地区）战略高度，一批重大项目陆续启动，全球氢能产业市场格局进一步扩大。对我国而言，加快发展氢能产业，也有现实而迫切的意义。具体来看， 发展氢能产业是优化能源结构、推动能源转型、保障国家能源安全的战略选择，是促进节能减排、应对全球气候变化、实现绿色发展的重要途径，是超前布局先导产业、带动传统产业转型升级、培育经济发展新动能、推动经济高质量发展的关键举措。

2019年是我国氢能发展的创新之年，“理想照进现实”特点明显— 战略共识基本成形， 探索 的步伐正在加快， 先进理念、技术、模式层出不穷。超过30个地方政府发布了氢能产业发展规划/ 实施方案/ 行动计划，相关的“氢能产业园”“氢能小镇”“氢谷”项目涉及总投资额多达数千亿元，氢燃料电池 汽车 规划推广数量超过10万辆，加氢站建设规划超过500座。我国在加快发展氢能产业的过程中，需要广泛参考借鉴国际经验。我们认为，对于国际经验的研究不应只停留在政策、措施和行动的简单总结及归纳层面，而应该深入分析各国发展氢能背后的初衷、动机、利益格局等内容。在充分了解各国资源禀赋、产业基础、现实需要等各方面因素的基础上，找到发展的方向、目标、路径、模式与政策措施之间的逻辑关系。换言之，不止要看“做了什么”，更要研究“为什么做”“做了有什么好处”等深层次问题。

从不同国家发展氢能产业的出发点、侧重点、着力点等方面看， 全球各国实践大致可总结为四大类型，本文称之为四种典型模式，即把氢能作为深度脱碳的重要工具的德国模式（法国、英国、荷兰等国做法类似）；把氢能作为新兴产业制高点的日本模式（韩国做法类似）；把氢能作为中长期战略技术储备的美国模式（ 加拿大做法类似） 以及把氢能作为资源出口创汇新增长点的澳大利亚模式（ 新西兰、俄罗斯等国做法类似）。

德国模式：推动深度脱碳，促进能源转型

德国能源转型近年来暴露出越来越多的问题。首先，随着可再生能源装机容量和发电量的稳步提升，维护电力系统稳定性成为其头等挑战。2019年德国部分地区出现了电力供应中断事故，暴露出其储能和调度能力不足的短板。其次，为提升电力系统供应能力，德国增加了天然气发电，但由此需要从俄罗斯等国家进口更多天然气，导致能源对外依存度提升。最后， 能源转型使带来能源价格走高，能源转型面临越来越多的争议。与能源转型陷入困境一脉相承的问题是碳减排进展不如预期。德国政府已经提出了2030年比1990年减排55%的中期目标和2050年实现碳中和的长期目标，然而自2015年以来碳排放量不降反升，2018年在暖冬的帮助下才实现了“转跌”。传统减排路径边际效益递减，急需开辟新途径，挖掘更多减碳潜力。

发展氢能可助力大规模消纳可再生能源，并实现“难以减排领域”的深度脱碳。电解水制氢技术发展迅速，规模提高、响应能力增强、成本下降，使其有望成为大规模消纳可再生能源的重要手段。在区域电力冗余时，通过电解水制氢将多余电力转化为氢气并储存起来，从而减少“弃风能”“弃光能”“弃水能”等现象，降低可再生能源波动性对于电力系统的冲击。与此同时，氢能具有高能量密度（质量密度）、电化学活性和还原剂属性， 能够在各种应用领域扮演“万金油”角色，对“难以减排领域”的化石能源进行规模化替代，实现深度脱碳目标。

围绕深度脱碳和促进能源转型，德国创新提出了电力多元化转换（Power-to-X）理念，致力于 探索 氢能的综合应用。具体而言，在氢气生产端，利用可再生电力能源电解水制取低碳氢燃料，从而构建规模化绿色氢气供应体系。在氢气应用端，将绿色氢气用于天然气掺氢、分布式燃料电池发电或供热、氢能炼钢、化工、氢燃料电池 汽车 等多个领域。现阶段，德国政府与荷兰等国正在开展深度合作，重点推广天然气管道掺氢，构建氢气天然气混合燃气（HCNG） 供应网络。其中，依托西门子等公司在燃气轮机方面的技术优势， 已开展了若干天然气掺氢发电、供热等示范项目。截至2019年年底，德国已有在建和运行的“P to G”（可再生能源制氢 天然气管道掺氢）示范项目50个，总装机容量超过55MW。此外，蒂森克虏伯集团已开展氢能炼钢示范项目，预计到2022年进入大规模应用阶段。

日本模式：保障能源安全，巩固产业基础

日本能源安全形势严峻，急需优化能源进口格局和渠道。日本的能源结构高度倚重石油和天然气，二者占能源消费比重高达2/3，因为国内能源资源比较匮乏，95%以上的石油和天然气都需要进口。能源地缘政治局势日趋复杂，断供风险犹如“达摩克利斯之剑”，再加上国际能源市场价格的大起大落，都会给日本能源安全甚至经济安全带来冲击。2011年福岛核事故之后，日本核电发展遇到越来越多的阻力，如果实现本土“弃核”，意味着能源对外依赖程度还要提升。因此，日本迫切需要在当前能源消费格局中开辟新的“阵地”，寻找能源安全的缓冲区和减压阀，摆脱其对于石油和天然气的依赖。

发展氢能可提升能源安全水平、分化能源供应中断及价格波动风险。日本未来消费的氢能虽然仍需要从海外进口， 但主要来自澳大利亚、新西兰、东南亚等国家和地区， 与中东、北非等传统油气来源地区形成了空间分离，进而分化了地缘政治风险。同时，石油和天然气在价格上有较高的关联度，两者仍然属于“一个篮子里的鸡蛋”。而氢能来源广泛，价格与油气的关联度不高，增加氢能进口和消费，能够在一定程度上分化油气价格同向波动对本国经济的影响。此外，氢能还能够提升本国的能源安全水平。日本是地震、海啸、台风等自然灾害多发的地区，能源供应中断情况经常发生。氢燃料电池 汽车 、家用氢燃料电池热电联产组件等设备在充满氢气或其他燃料的情况下，可维持一个家庭1 2天的正常能源供应。氢能终端设备的普及，还可以为日本减灾工作作出贡献。

日本氢能基本战略聚焦于车用和家用领域的应用，是产业和技术发展的必然延伸。日本在技术、材料、设备等方面拥有非常明显的优势， 尤其是已基本打通氢燃料电池产业链。经过多年耕耘，日本已在氢能领域打造出一批“隐形冠军”，如东丽公司的碳纤维、川崎重工的液氢储运技术和装备等。据统计，日本在氢能和燃料电池领域拥有的优先权专利占全球的50%以上，并在多个关键技术方面处于绝对领先地位。专利技术既是日本的“保护网”，也是其他国家的“天花板”。推广氢燃料电池 汽车 和家用燃料电池设备，一方面，可将过往的投入在市场上变现、获取现金流，另一方面，还能及时获取信息反馈，完善技术和设备，由此形成了“技术促产业、产业促市场、市场促技术”的良性循环和正向反馈。

美国模式：储备战略技术，缓推实际应用

美国氢能发展经历“ 两起两落”，但将氢能视为重要战略技术储备的工作思路一直没有改变。早在20世纪70年代，美国政府就将氢能视为实现能源独立的重要技术路线，密集开展了若干行动和项目， 但热度随着石油危机影响的消退而降温。2000年前后氢能迎来了第二个发展浪潮。2002年美国能源部（DOE）发布了《国家氢能路线图》，构建了氢能中长期愿景，启动了一批大型科研和示范项目，但后因页岩气革命和金融危机的冲击，路线图被搁置，不过联邦政府对氢能相关的研发支持延续至今。

在过去的10年中，美国能源部每年为氢能和燃料电池提供的支持资金从约1亿美元到2.8亿美元不等，根据2019年年底参议院、众议院通过的财政拨款法案，2020年支持资金为1.5 亿美元。总体来看，在近50年的时间里，尽管有起伏，但联邦政府将氢能视为重要战略技术储备的工作思路一直没有改变，持续鼓励 科技 研发使得美国能够保持在全球氢能技术的第一梯队。

页岩气革命是美国氢能发展战略被搁置的最主要原因。凭借具有经济、清洁、低碳优势的页岩气，美国已逐步实现能源独立和转型，而页岩气和氢能在应用端存在较多重合，对氢能形成了巨大的挤出效应。加州燃料电池合作伙伴组织（CaFCP）的数据显示，美国的氢燃料电池 汽车 市场已陷入停滞状态，在2019年甚至出现了12%的下滑，发展势头已被日韩、中国赶超。

澳大利亚模式：拓宽出口渠道，推动氢气贸易

澳大利亚一直是全球最主要的资源出口国，同时资源出口也是其最重要的经济增长引擎。根据澳大利亚联邦矿产资源部发布的数据，2019年资源出口直接贡献了该国GDP增长的1/3 以上。但传统的“三大件”（煤炭、液化天然气、铁矿石）出口已现颓势。在煤炭方面，长期以来澳大利亚在全球煤炭贸易中占比超过1/3， 主要目标市场集中在东北亚地区，然而近几年中、日、韩相继开展减煤控煤行动，煤炭出口前景暗淡。在铁矿石方面，中国买走了60%以上的澳大利亚出口铁矿石，而中国钢铁产量进入峰值平台、电炉钢比重提升，这都将拉低其对铁矿石的需求；在液化天然气（LNG）方面，尽管市场需求增长潜力仍然可观，但由于国际油价暴跌，LNG出口创汇能力也被大幅削弱。据世界天然气网站分析， 未来五年内澳大利亚LNG出口收入将持续收缩。

出于经济可持续发展考虑，澳大利亚政府急需找准新兴市场需求，拓宽出口渠道。2019年11月，澳大利亚政府发布了《国家氢能战略》，确定了15大发展目标、57项联合行动，力争到2030年成为全球氢能产业的主要参与者。打造全球氢气供应基地是澳大利亚发展氢能的重要战略目标。澳大利亚正积极推动与日、韩等国的氢气贸易，签订氢气供应协议，同时与相关企业开展联合技术创新，完善氢能供应链，扩大供应能力、降低成本。

如澳大利亚政府与氢能供应链技术研究协会（HySTRA，由川崎、岩谷、电力开发有限公司和壳牌石油日本分公司组成）合作组成联合技术研究组，开展褐煤制氢、氢气长距离输送、液氢储运等一系列试点项目。2019年年底川崎重工首艘液氢运输船下水，补齐了澳大利亚和日本氢气供应链最后一块拼图。这种“贸易 技术创新”一体化模式调动了各参与方的积极性，澳方可实现本国氢气资源的规模化开发，川崎等企业能够获得成本更低的氢气，技术研发团队获得了宝贵的试验田。

值得一提的是， 澳大利亚提出的低碳氢能，既包括可再生能源电解水制氢，也包括化石能源（尤其是煤炭） 制氢（ 碳捕捉） 与储运技术。虽然化石能源制氢备受争议，但正是在煤炭出口增长乏力背景下的现实选择。

对我国的启示：明确氢能“协同互补”定位，构建多元化应用场景

每个国家发展氢能产业都有其“初心”和“使命”。德国模式将氢能视为手段，即发展氢能是为了破解能源转型和深度脱碳过程中出现的诸多问题；日本模式将氢能视为目的， 即发展氢能是关乎国家能源安全和新兴产业竞争力的战略选择，是迎合技术在市场变现中的强烈诉求；美国模式将氢能视为备选，即氢能只是众多能源解决方案中的一种，氢能发展与否，取决于其技术进步、成本下降等因素；澳大利亚模式将氢能视为产品，即乘着全球刮起的“氢风”，积极扩展出口产品结构，获取更多收益。

从上述对全球氢能发展四种典型模式的分析中可以看到，各国发展氢能产业均有其出发点和立足点，均考虑了各自的资源禀赋、产业基础、现实需要等多方面因素，大多遵循了战略上积极、战术上稳健，坚守发展初衷、不盲从、不冒进的推进策略。当前，我国有关部门正在研究制定国家层面的氢能产业发展战略规划，首先应该明确的是我国发展氢能产业的“初心”与“使命”、目标与路径等问题。参考借鉴国际经验，结合我国实际国情，本文提出我国氢能产业战略定位及发展导向等方面的三点建议。

一是明确产业定位，发挥氢能在现代能源系统中的载体和媒介作用。 国家《能源统计报表制度》已将氢气纳入能源统计，明确了氢能的能源属性，氢能即将成为能源系统的新成员，其发展必须服从和服务于能源革命的总体要求。需要认清的是，我国拥有多个与氢能存在替代关系的能源解决方案，因此氢能并非我国的必选项，而是备选项和优选项。因此，应从我国能源系统的核心问题出发，找准切入点，选择融入能源系统的合适路径。应利用氢能的特点和优势，发挥其在可再生能源消纳、增强能源系统灵活性与智能性等方面的作用，更好地与既有的各种能源品种互动，最终促进能源革命战略的深入实施。

二是提升认识视角，逐步构建绿色低碳的多元化应用场景。 2018年以来出现的各地区扎堆造车情况，既源于对氢燃料电池 汽车 发展前景认知过于乐观，又源于对氢能认识的局限。事实上，我国的氢能技术储备不足、产业根基不牢固，地区间差异非常明显，绝大多数地区都不具备将技术装备推向市场变现的能力和条件。而在深入推进生态文明建设和积极应对气候变化的格局之下，我国已经提出2030年前碳达峰和2060年碳中和的目标愿景，“难以减排领域”的深度脱碳将成为未来我国需要面对的重大问题。因此，应统筹经济效益、节能减碳和产业发展等因素，利用氢能具有的“高效清洁的二次能源、灵活智慧的能源载体、绿色低碳的工业原料”三重特点，逐步构建在交通、储能、工业、建筑等领域的多元化应用场景。

三是加强统筹协调，推动技术与市场、供应与需求“齐步走”。 氢能和燃料电池集尖端材料、先进工艺、精密制造于一身，兼具高附加值和高门槛属性。须清醒地看到，我国氢能产业与发达国家差距明显，远未达到大规模商业化的临界点，对价值创造功能不可预期过高。再加上目前产业利润集中在国外企业的事实，我国更应保持战略定力，坚持以“安全至上、技术自主、协调推进”为原则，不盲目追求市场扩张，避免强行通过补贴手段刺激下游需求，进而把大量补贴资金输送至国外公司。各地在谋划氢能产业发展过程中，应遵循“需求导向”原则，“自下而上”布局生产、储运及相关基础设施建设，推动氢能供应链各环节协同发展，避免某环节“单兵突进”。

氢能是集中式可再生能源大规模、长周期存储的最佳途径。氢气可以从天然气、煤炭、生物质、废弃材料(例如塑胶)、水分子中实现零碳排放制取。我国具备大规模制氢潜力，氢气有望替代非电能源需求。

我国主要使用煤制氢技术路线

目前制氢技术路线按原料来源主要分为化石原料制氢、化工原料制氢、工业尾气制氢和电解水制氢几种。常规的制氢技术路线中以传统化石能源制氢为主，全球范围内主要是使用天然气制氢，我国由于煤炭资源比较丰富，因此主要使用煤制氢技术路线，占全国制氢技术的60%以上。

煤制氢成本最低，电解制氢成本有较大下降空间

我国制氢企业集中于煤制氢和化工工业副产氢

从目前的几种制氢技术来看，新型技术制氢处于概念阶段，技术不成熟尚停留于实验室阶段天然气制氢受制于我国天然气资源紧缺对外依存度较高以及定价等问题，暂时不适合用来制氢以支持氢能行业发展电解水制氢虽然技术相对较为成熟，但是成本高而且产量小，适合氢气需求量不大或氢燃料电池车应用规模小的地区或城市。

因此短时间内我国氢能产业发展的氢源主要将来自化石燃料制氢(煤制氢)和化工工业副产氢(焦炉气副产氢、氯碱副产、PDH即丙烷脱氢副产等)。

目前，国内仅涉及煤制氢的企业就有数十家，而且大部分的煤制氢项目为石化行业炼化配套。同时，在化工工业副产氢方面，无论是焦炉气副产氢气、氯碱工业副产氢气还是丙烷脱氢副产氢气，涉及到的企业多达百家。其中，主要的企业有国家能源集团、中国石化、美锦能源、万华化学等。

电解水制氢具备发展潜力

中国是世界第一产氢大国，目前全国氢气产量超过2000万吨，中国发展氢能产业具有较好的基础。从氢气供给来看，一般由企业购买煤炭、天然气、石油等制氢原料，利用自有设备制得氢气。

在现有的制氢技术中，使用煤或天然气制氢具有显著的成本优势，而且我国具有丰富的煤炭资源，目前化石能源是主要的氢气来源。但使用化石能源作为原料终究不可持续，并会产生新的污染。使用甲醇等化工原料制氢受上游产品约束，产量和价格浮动较大，难以形成稳定有效的氢能供给。使用工业尾气制氢同样存在原料少、来源不稳定的问题。

目前看来，可以支撑未来巨大氢能需求量，原料来源稳定的制氢方式应为电解水制氢。虽然目前由于成本太高，电解水在氢能制备产业中只占4%左右，与其它方式相比暂时不具备竞争优势。但如果能考虑利用我国每年大量不能上网的风能和光伏等可再生能源电力作为能源，可以极大地降低制氢用电成本，推动电解水技术推广使用，同时可有效解决可再生电力消纳问题。

更多数据可参考前瞻产业研究院《中国氢能源行业发展前景预测与投资战略规划分析报告》。

冬季续航严重衰减，标称的续航直接腰斩，导致很多电动 汽车 车主开车都不敢开空调，宁愿在车里受冻。充能时间大幅增加，一些没有私桩的车主，甚至凌晨4点就开始去抢车位。那么除了电动 汽车 以外，未来的新能源 汽车 还有别的答案吗？很显然，氢燃料 汽车 的发展潜力更大。

相比于传统 汽车 ，氢能源 汽车 使用氢气作为动力来源，能量转换效率高，完全没有污染，而且氢气可以从水中制取，说是取之不尽用之不竭，可以一举摆脱对国外的石油依赖。

相比于纯电车型，氢能源 汽车 充能时间短，3-5分钟就能完成充能，受温度和时速的影响较小，像电动 汽车 冬天就变成电动爹的情况，将不复存在。

但是氢燃料 汽车 的普及也存在很多问题，比如说加氢站的建设，再比如说氢气制取成本较高。但是最近，氢气的制取成本，已经有了一定程度的下降，低成本制氢的技术取得了突破。

之前我国的制氢方式，多为煤炭制氢和电解水制氢。国内煤炭资源丰富，因此煤炭制氢是之前比较主流的制氢方式，成本大约是9-14元/kg。而光伏制氢方面，电解1标准立方米的氢气大约需要4.5到5度电，成本较高。也正是因为此，氢气的制取成本一直高居不下。但是最近，光伏制氢的技术取得了突破，使用光伏等可再生能源直接制备氢气，其成本最低可以达到0.83元 /Nm3，对应下来单位质量成本最低大约是9.30元/kg。

以丰田的氢燃料 汽车 MIRAI为例，其氢气储量大约是5.6千克，续航是850公里，计算下来，如果按照最低的制氢成本计算，只需要成本大约是52元的氢气，就可以续航850公里，如果只算氢气的制取成本，每公里的行驶成本大约是6分钱。当然了，最终在消费端的氢气售价，不仅仅只有制氢成本，加氢站的建设、氢气的运输和储存等等，都要算进氢气的成本。但是至少氢气的制取成本方面，不再像以前那样高不可攀。

很多人疑问，为什么要用光伏发电，再用电去制氢，这不是多此一举吗？其中这就跟在用电低谷期，把水库下游的水抽到上游去一样，低谷期的电能有富余，而这部分的电能是难以储存的，而用来制取氢气，将能源以气态燃料的方式存储起来，使氢能 与电能可互相转化，优势互补。

12月3日，工信部发布《“十四五”工业绿色发展规划》明确，加快氢能技术创新和基础设施建设，在即将到来的2022北京冬奥会期间，张家口赛区共将投入625辆氢燃料 汽车 ，上海和广州，都已经出台了针对氢燃料 汽车 的补贴政策，氢能 社会 看似遥不可及，但是各国都不敢放松，因为谁走在前面，谁就有可能彻底摆脱对于石油资源的依赖，一个崭新的氢能时代，正在向我们缓缓走来。

文/于广欣 纪钦洪 刘强 肖钢 熊亮，中海油研究总院，现代化工

氢是宇宙中最丰富的元素。氢能作为二次能源是最佳碳中和能源载体，可用于发电、发热、交通燃料，具有零污染、热值高、可存储、储量足、应用广等优点。氢的储能属性使其具备跨时间和空间灵活应用的潜力，能与可再生能源有效衔接，助力可再生能源消纳与更大规模发展。正是基于氢的优点与潜能，在应对气候变化、全球能源转型的大背景下，国际上普遍认为氢能将成为未来能源系统的关键节点，在全球能源转型及提高能源系统灵活性方面发挥关键作用。而近些年全球资本、技术、舆论等因素正共同催生本轮氢能热潮。

1 氢能产业发展现状

本轮氢能热潮起于欧美日发达国家，并逐步扩展至全球。欧盟、美国、日本已将氢能纳入国家能源发展战略，并出台产业发展规划和支持政策。美国重视氢能产业链关键技术培育，应用方面固定式燃料电池发电、氢燃料电池叉车和 汽车 有绝对优势。欧盟实现净零排放，氢能是其重要抓手，德国制定《国家氢能战略》支持可再生能源制氢、氢基合成燃料、燃料电池产业与技术发展。日本、韩国发布详细的发展路线图，政策导向明确，在燃料电池车、家用燃料电池、加氢站网络和氢技术开发处于领先。国际氢能理事会发布的《Hydrogen Scaling Up》报告预测，2050年氢能约占全球能源需求的18%，工业、交通、建筑供暖供电是氢能应用重点领域。

国内将氢能定位战略能源技术，政策利好逐步释放。2019年氢能首次被写入政府工作报告，2020年《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》第一次将氢能列为能源范畴，同年氢能纳入年度国民经济和 社会 发展计划，并启动燃料电池 汽车 示范推广及国家氢能产业发展战略规划编制。国家层面从立法、顶层设计、示范应用等层面给予氢能产业持续的政策支持，统筹规划、引导、规范氢能产业 健康 持续发展。在持续稳定的政策环境下， 社会 资本、产业链上下游相关企业、地方政府等多因素叠加催化下，近几年国内以加氢站为代表的氢能基础设施（表1），制-储-运-用产业链关键技术与装备得到发展，初步形成珠三角、长三角、京津冀等氢能产业热点区域，目前产业整体处于技术研究与示范应用阶段。根据公开资料整理，目前国内氢燃料 汽车 超过6000辆，在运营加氢站46座。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019）》预测，2035年氢能占国内终端能源总量5.9%，加氢站数量1500座，燃料电池车保有量130万辆。

面对全球应对气候变化政策倒逼，Shell、Total、BP等欧洲石油公司相继提出2050年“净零碳排放”目标，押注绿色低碳能源成为普遍选择，其中布局绿色氢工厂、加氢站等氢能业务是重点方向。至今，壳牌氢能业务已在美国、日本、德国投资超过24座加氢站，并与道达尔等企业合作在德国加速推进H2 Mobility项目（预期加氢站建设规模超过400座）。国内石化企业在发展氢能方面，具有氢源和销售网络的优势，中国石化等已开展制氢、加氢站及储运设施网络的规划和建设，2018年中国石化加入国际氢能委员会，2019年与法液空开展氢能合作，采用“油氢电一体化”新模式，在现有加油站基础上配建加氢站，目前已在广东、上海、浙江建成油氢合建站4座。

2 产业链技术与成本瓶颈分析

全球氢能及氢燃料电池车示范应用进展显著，但氢能产业涉及制、储、运、用多个环节，产业链长，技术复杂，现实中氢能大规模推广应用仍面临氢燃料电池制造成本高、加氢站设施薄弱、终端用氢成本高等瓶颈。

2.1 技术因素导致制造氢燃料电池成本较高

氢燃料电池系统由电堆、供气系统、控制系统等部件共同构成。电堆是将化学能转化为电能的核心部件，电堆成本占氢燃料电池系统总成本60%左右（见图1）。造成电堆成本居高的主要因素包括：膜电极、电堆加工制造过程及使用环境要求。而电堆技术的瓶颈也导致氢燃料电池系统成本较高。

膜电极是电堆的核心部件，由催化剂、质子交换膜、碳纸组成，其成本约占氢燃料电池系统的36%。目前商用催化剂为铂/碳，其成本约占氢燃料电池系统成本的23%，是成本的主要来源。质子交换膜、碳纸材料成本也较高，国内主要依靠进口，在性能和批量化上与国外还存在差距。膜电极已经发展到第三代有序化膜电极技术，趋势是降低大电流密度下的传质阻力，进一步提高燃料电池性能，降低催化剂用量，使膜电极的材料成本大幅降低。

均一性是制约电堆性能的重要因素，也是影响制造成本的关键。电堆通常由数百节单电池串联而成，均一性与材料的均一性、部件制造过程的均一性有关；特别是流体分配的均一性，不仅与材料、部件、结构有关，还与电堆组装过程、操作过程密切相关。由于操作过程生成水累积引起的不均一、电堆边缘效应引起的不均一等，电堆中一节或少数几节单电池的不均一会导致局部单节电压过低，限制了电流的加载幅度。设计、制造、组装、操作控制等环节产生的不均一性直接影响电堆的比功率，进而影响电堆成本。

2.2 氢燃料电池车成本较高限制了商业化销售规模

车用燃料电池系统成本高是造成氢燃料电池车售价高的主要根源。由电堆、氢瓶和空压机等主要部件组成的燃料电池系统是氢燃料电池车的核心，约占氢燃料电池车成本的50%。其中除电堆成本高外，供氢系统、空气供给系统成本也较高，技术上与国外还存在较大差距。

氢燃料电池车尚未规模化生产，市场销量有限。目前，全球最大的氢燃料电池车企业——丰田公司现有生产能力仅3000辆/年，2020年也只能达到3万辆/年，本田、现代、日产、上汽等车企虽相继推出商业化车型，但市场销量依然有限（见表2）。氢燃料电池发动机企业亿华通与宇通客车、福田 汽车 、中通客车等车企合作，建设了国内首条自动化氢燃料电池发动机生产线，年产能也仅1万台。生产规模小导致整车成本较高，如丰田公司官网上2020款Mirai售价为58 550美元，是混合动力2020款PRIUS售价（24325美元）的2.5倍，远高于消费者预期。

2.3 加注车辆少及设备国产化仍是早期加氢站发展的主要限制因素

加氢站的建设与运营仍面临发展初期的困难。新建加氢站及将现有加油站改造为加油加氢站难度较大。新建加氢站建设标准主要采用《GB 50516—2010加氢站技术规范》，其对氢气储运安全和建站选址条件的要求较高，特别是加氢站的氢气工艺设施与站外建筑物、构筑物的防火距离。加油加氢合建站设计要符合《GB 50156 汽车 加油加气站设计与施工规范》，依托现有加油站设施进行改造困难较大，特别是大城市、人口密集地区问题更加突出。

加氢站的网络布局与氢燃料电池车的市场规模依然是产业初期互相掣肘的因素。纯电动车推广和充电桩建设也曾经面临过同样问题，加注车辆较少，限制了加氢站的良性滚动发展。目前国内建设和在运营加氢站分别是66座和46座，分布在19个省市，其中广东、上海、江苏、山东是加氢站主要集中地区（见表3）。目前国内加氢站数量与规划2020年建设100座、2030年建成1000座还有较大差距。国内最早示范运营的上海安亭、北京永丰加氢站始终处于加氢车辆少的尴尬局面。德国H2 Mobility项目已建成的加氢站也存在车少的状况，但仍在推进2023年建设400座加氢站网络的目标，试图解决产业初期的问题。

加氢站设备国产化还面临瓶颈，氢气压缩机、加注机等关键设备目前仍以进口为主。根据公开资料整理，加注量1000kg/d的35MPa加氢站建设成本高达1500万元，高出加油站数倍。其中储氢装置、压缩机、加注机、站控系统等占加氢站总投资约60%，其中氢压缩机占比最高，约为30%。

2.4 终端用氢成本高，制储运关键技术亟待突破

目前，氢作为燃料的价格仍远高于化石燃料。氢燃料电池车的用氢成本包括从制、储、运到加注的全过程成本。与传统燃油车相比，氢燃料电池车百公里消耗的燃料费用要高于燃油车。根据国内示范项目的运行经验初步估算，氢燃料电池车的燃料费用约为燃油车的1.8倍左右。氢燃料终端售价虽高于化石燃料，但国内外仍通过车企、政府补贴方式来弥补氢燃料价格的劣势，推动氢燃料电池车产业发展。

化石能源制氢技术成熟、规模大、成本低（见表4）。国内现有工业制氢产能为2500万t/a，氢气来源构成主要是煤制氢、天然气制氢、石油制氢、工业副产氢以及电解水制氢，占比分别是40%、12%、12%、32%和4%。在氢能及氢燃料电池车产业发展初期，化石能源制氢以及工业副产氢是低成本氢燃料的主要来源，有利于推动产业发展。但化石能源制氢CO2排放量大，利用可再生能源制取低成本氢气是业界一直瞄准的方向和攻关重点，最终目标是氢气价格与化石燃料价格持平。

绿色、低成本制氢技术是氢能产业发展的关键。质子交换膜（PEM）水电解制氢技术在总体效率、工作电流密度、氢气纯度、产气压力以及动态响应速度等方面优于碱性水电解制氢技术（详见表5），能适应可再生能源发电的波动性，是氢能产业链发展的重点技术之一，但目前面临采用铂催化剂、电耗高而导致的制氢成本较高问题。突破铂催化剂、电堆等关键技术，进一步提高电流密度、系统能效、降低投资是PEM制氢技术的重点开发方向。

目前国内氢储运标准、规范不完善，导致氢燃料只能以气态方式运输，限制了加氢站的技术选择。液氢储运在国内仅用于航天军工领域，商用加氢站未有液氢供应的标准和规范。国家层面正通过立法将氢能作为能源进行管理，并制定商用液氢制、储、运、用相关标准，2019年已完成三项液氢国家标准征求意见稿，将填补国内民用领域液氢标准空白，由此可能带来氢能全产业链技术突破，从而降低终端用氢成本。

液态氢密度高达70.6g/L（-253 ），相同有效装载容积下液氢储运能力远高于高压储氢。尽管氢液化的能耗比氢压缩的能耗高1倍以上，但在运输环节液氢的运输成本只有高压氢的1/5~1/8。国外仍采用高压氢气管束车作为主要运氢方式，气态氢限制了储运能力，详见表6。

3 思考与建议

氢能及燃料电池产业已进入早期示范应用阶段，大规模商业化推广仍需解决产业链关键环节的技术与成本瓶颈。具体来讲，加快氢能及燃料电池产业商业化步伐需要政策、规划、标准规范、技术等因素协同发力。

持续稳定的产业支持环境，配套相应的产业补贴，对早期氢能产业发展至关重要哦。国家应尽快启动氢能及燃料电池产业顶层设计，编写国家产业发展战略规划，制定产业发展实施方案，统筹规划氢能产业重点发展区域，明确产业链制、储、运、用环节的发展路径。技术方面，加强绿色低碳制氢、高效低成本燃料电池、氢压缩机、加氢机等产业链关键技术、核心零部件重点攻关，加快设备国产化，完善产业链标准规范。具体实施建议国家主导设立氢能 科技 重大项目，联合企业、高校科研院所，集中力量突破核心技术、材料、装备及关键零部件，打造自主技术、材料、设备生态链，进一步降低成本，推动产业 健康 快速发展。

展望未来绿色氢气制取、储运、加注与燃料电池技术突破以及氢能基础设施完善与普及，将激发氢能及燃料电池产业应用场景多元化与规模化应用，推动氢能在全球能源转型中担当更加重要的角色。

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题记：在30·60的号角下，中国正进入一个全新的且富有绝对想象空间的新能源大时代，这其中既有浮沉十年走向平价的光伏，也有逐步大放异彩的锂电池、储能以及被寄予厚望的氢能，它们将共同推动中国走向碳中和的星辰大海。

同样是新能源，上述几个行业，既有共性与融合，也有其独特的发展路径与特点。本文作者试图从技术路线、发展路径、潜力空间、数据测算等多个维度就新能源涉及的多个行业进行剖析。

2021年宁德时代（CATL）的全球市场份额将进一步攀升，比亚迪刀片电池批量供应，刀片一出安天下。预计前五大：宁德时代（CATL）、LG、松下、比亚迪、三星会占据全球市场份额的85%以上，前十名占据95%的份额。锂电池行业既是资金密集型行业，又是技术密集型行业。

锂电池行业竞争比光伏更加惨烈，光伏设备投资也会面临技术路线和成本之争，但是一般不会清零。而锂电如果没有合适的客户和过硬的产品，极有可能面临设备投资打水漂，这方面已经有案例出现。

本质上光伏产品及组件相对标准化同质化，一线品牌和一般产品差异不大，很难卖出产品溢价；而锂电池涉及到电化学，易学难精，一线产品往往比一般产品溢价5%以上，有些细分产品甚至会更极端；导致有效优质产能严重不够，差的产品即使低价也无人问津。

关于磷酸铁锂和三元：宁德时代董事长曾毓群认为，磷酸铁锂电池的增长速度会非常快，因为它比较便宜。随着充电桩越来越多，电动 汽车 的续航里程就不需要那么长。“没开过电动车的人比较焦虑，真正开过的人就不大焦虑，所以应该来说磷酸铁锂比例会逐渐的增加，三元占比会减少。”

随着磷酸铁锂占有率提高，现阶段再布局锂电池首先得明确产品定位，确保产品有市场机会，市场得精准细分，专注做好一款磷酸铁锂动力电芯兼顾储能可能有大的市场机会。

磷酸铁锂的巨大想象空间不仅体现在对续航要求较低的乘用车上，更大空间在对寿命要求更高的商用车领域，储能领域。

电池是能源的储存介质，大能源领域本质是成本为王，效率优先；光伏、锂电概莫如是。

像早年的光伏领域，2016年前都是成本更低的多晶硅片电池占据主流，一度市占率超过85%。在光伏巨头隆基持续产业投入的影响下，金刚线切割硅片工艺异军突起，彻底打破单晶硅片成本瓶颈，2020年单晶市占率超过85%。在下一代大硅片，薄片化工艺趋势下，N型单晶topcon工艺将引领下一代光伏技术变革，单晶将淘汰掉多晶硅片；N型topcon电池与HJT电池之争，同样基于成本考虑，topcon将成为下一代光伏电池主流；

主要考虑以下三方面因素：1、即使量产情况下，设备投资HJT是topcon的2倍左右，而且老产线没有办法改造，所有产线得重置，这是所有巨头们最头疼的；2、HJT及topcon效率相当，在叠加钙钛矿方面机会均等（钙钛矿市场机会尚未出现），需处决于钙钛矿的成本和方案；3、耗材成本HJT的银浆远远高于topcon,topcon浆料未来有可能全面使用更低成本浆料，成本差距会更加巨大。

电动车领域的电池情况稍微温和些，三元和铁锂，不存在谁淘汰谁，基于用户多元化选择。

三元能量密度更高，体积更小，低温性能更好，将在部分高端车型始终占据一席之地。而磷酸铁锂以低成本长寿命等特性快速抢占其他其他市场，尤其以电动重卡，工程机械，储能领域最为瞩目。

2021年将是大力出奇迹的一年，电动车及动力电池领域将迎来未来十年增长最快的一年，也是行业巨擘疯狂布局奠定江湖地位的一年；之前的各种预测都有可能出现极大偏差。半年前笔者曾做过一个预测，回头看行业已经发生重大变化，新能源替代的脚步，正以大家难以估量的速度在加速替代；我们通常会高估1-2年的变化，而低估未来10年的变化，确实替代的速度将更加猛烈。

2021年动力电池出货量，全球大概率超过350gwh，比2020年增长150%，全球电动车2021年出货量达到600万辆以上，中国市场有机会成倍增长到250万台，发展势不可挡。笔者之前调研到部分厂家出货量甚至增长3-500%，磷酸铁锂用量接近60%，这种惊人的发展速度可能持续一段时间。锂电前5名，甚至前10名都在疯狂布局产能。

2025年，全球电动车占有率超过35%，达到3000万辆，按平均60度/车计算，电池用量达到1800gwh，C公司产能可能达到1000gwh，巨头正式步入TWH时代。储能及商用车领域用量估计超过500gwh，三元与磷酸铁锂的比例可能接近35：65，磷酸铁锂将占据市场绝对主流。

展望2030年，全球电动车出货量会整体超过90% ，达到9000万辆，动力电池用量超过6000gwh，0.6元/kwh，则动力电池市场为3.6万亿人民币，燃油车无限接近禁售，算上储能市场锂电池的出货量极有可能接近1万亿美元。

2030年，以光伏+储能为代表的新能源将颠覆整个传统能源生产的格局！

全面颠覆传统能源需要解决的问题？实现低成本光伏+低成本储能，综合成本低于火电。光伏的系统成本已经降到3元/W，部分分布式电站已经降到2.35元/W的成本，遥想2007年系统成本达到60元/W，13年时间，成本降到5%；很快磷酸铁锂储能系统降到1元/wh以下，充放次数可以达到10000次。

2025年光伏系统成本到2元/W，摊到25年折旧加财务成本，1500小时/年发电小时数，度电成本0.1元每度电以内；储能系统成本低于1元/WH，充放次数10000次，按15年折旧，度电存储成本低于0.1元每度，；光伏+储能系统成本0.2元/kw，2030年成本有望降到0.15元每度电以内，成本远低于化石能源。

2020年全球用电量约30万亿度，随着电动化的迅速发展，则2030年全 社会 用电量将达到50万亿度。2030年大概率发生事件，光伏+储能可以占领全球电力市场30%，约15万亿度电。按全球范围发电条件来看，平均1250小时的年发电量可以期待，1GW（100万千瓦）装机量约12.5亿度电。

则15万亿度电，需要总装机量12000GW，地面装机占地面积约12万平方公里。预测光伏地面系统成本2025年2元/W（组件1元/W）；2030年1.8元/W（组件0.8元/W），光伏市场未来需求10年需求，12000*18-=216000亿，21.6万亿人民币。

2040年全球电力需求将达到70万亿度，2040年占领全球电力市场60%，约42万亿度电，需要总装机量33600GW，2030-2040年得新增21600GW光伏装机量，地面装机新增土地面积21万平方公里。

成本方面，2035年1.6元/W（组件0.7元/W），2040年1.5元/W（组件0.6元/W），整体光伏市场21600*15=32.4万亿人民币，进入平稳发展期。

2021-2030将是光伏行业的白金十年。

2030年，15万亿度电约需要60%储能，9万亿度电储能，平均每天充放1.2次计算，工作按300天计算，需要7.5万亿kwh储能，需要250亿kwh储能装机量，约25000GWH。

储能市场按照均价0.8元/kwh计算，市场总量20万亿，跟光伏市场相当并驾齐驱。

2040年，42万亿度电约需要60%储能，25.2万亿度电储能。平均每天充放1.2次计算，工作按300天计算，需要21万亿kwh储能，需要700亿kwh储能装机量，约70000GWH；新增45000gwh。

储能市场按照均价0.65元/kwh计算，市场总量29.25万亿，跟光伏市场体量相当。

未来十年毫无疑问是光伏和储能最为辉煌的十年，诞生的机会不可估量。

隆基股份与朱雀投资布局氢燃料，光伏龙头布局氢燃料，给了大家很多想象空间，光伏+氢能战略浮出水面，利用越来越廉价的光伏发电来制备储存氢气，既解决了光伏发展的天花板，也生产出大量可替代石油的清洁能源。日本最近投产了全球最大的光伏制氢项目，国内领先企业阳光电源，隆基抓紧产业布局。中石油，中石化等传统能源企业同样在加快光伏+储能+制氢的产业布局。

实际上最近中东的光伏招标电价以及达到1.04美分/kwh，真是没有最低只有更低，技术的迅速发展大大超过我们的想象，中东地区的光伏+储能有可能在2025年达到2美分/kwh，那中国鄂尔多斯高原，青海格尔木地区2025年光伏+储能成本将达到2.5美分/kwh，折合0.1625元/kwh，光储联合制氢将大行其道，电解水制氢的直接能源成本将低于10元/KG。

氢能市场将异军突起，氢能来源广泛，燃烧性能好且零排放，有望成为碳中和战略中的核心一环。氢是宇宙中分布最广泛的物质，约占宇宙质量的 75%。氢气燃烧性能良好，且安全无毒。氢气空气混合时可燃范围大，具有良好的燃烧性能，而且燃烧速度快。

同时氢气燃烧时主要生成水和少量氨气，不会产生诸如一氧化碳、碳氢化合物等，与其他燃料相比更清洁。同时氢气导热性能、发热值高。氢气的导热系数高出一般气体导热系数的10倍左右，是良好的传热载体。

氢的发热值 142,351kJ/kg，是汽油发热值的 3 倍，远高于化石燃料、化工燃料和生物燃料的发热值。氢的获取途径多、热值高、燃烧性能好、清洁低碳，更重要的是反应后生成的水，又可在一定条件下分解出氢，实现循环再生可持续发展。

作为燃料广泛应用于交通运输行业，用于氢燃料电池或者直接燃烧；供热：钢铁水泥造纸氨气应用或者建筑行业直接供热；作为冶金及钢铁行业还原剂还有石化行业的原材料。水泥行业燃烧大量的天然气和煤炭，为了碳减排，需要氢气来中和二氧化碳生产甲醇。

现阶段大量氢气来源于煤制氢及天然气制氢，即所谓的灰氢，随着风光发电成本进一步下降以及电解水制氢设备成本的快速下降，未来2-3年，绿氢的制备成本可以到10元每公斤，不用储存加压，纯化直接用于石化行业作为原料，水泥行业，冶金钢铁等行业，需求将暴增。

煤制氢成本约7元每公斤，天然气制氢约10元每公斤，则绿氢的制备成本接近天然气制氢，考虑到未来的碳税和碳交易收益，绿氢将极大的替代现有的煤制氢以及天然气制氢。

2500万吨的氢气存量空间将形成一定替代，新增场景体现在陆地交通运输场景，海上货运、邮轮、飞机、水泥、冶金等领域将全面采用氢气。

氢气用途展望：低成本氢气除氢燃料电池车辆使用，石油化工，炼钢等都将得到更大规模使用。

工业副产氢的热值价值相当于12元/KG，理论上氢气终端销售价格在当下这个是底线价格，按氢燃料电池用于交通行业，16度电/kg氢气的水平，则氢气转化为电能的价格为每度电0.75元，这个是极限假设的价格。

如果绿氢的价格可以低于12元/Kg，需要考虑制氢设备的折旧和效率，需要光伏风电的价格低于0.15元/kwh,则氢气可以掺杂在天然气管道中，掺杂比例在5-10%,对管道的影响会比较少。可以考虑在天然气管道的周边建设大规模的风光互补电站来来联合制氢。

这个场景12元/公斤的氢气如果用在电动车上，通过储能、运输、加注到车端成本则可能接近30元每公斤，成本偏高。而直接用于石化，钢铁则减少了大量中间环节。也可以考虑用在水泥行业碳捕捉，将二氧化碳+氢气，制取甲醇。石化，钢铁，水泥行业如果大规模推广氢气应用，需求量将不低于1亿吨，二氧化碳的减排量更是惊人，极大加快推动碳中和。

按照现阶段城市氢气补贴后的价格一般高于30元/KG，换算成度电成本接近2元/度电，远远高于现在的工业电价：谷电约0.3元/度电，平电约0.6元/度电，峰值约电价1.2元/度。氢燃料电池的使用成本会一直高于锂电，乘用车用氢燃料电池的必要性大打折扣。

那么，氢燃料电池在交通运输的使用应该在广阔的长途运输，商用大卡车，远洋货轮，该场景需要能量密度较高的氢燃料。

以商用车领域为例：然而续航超过300公里的49吨牵引车，配置6组氢瓶+110kw燃料电池系统+130kwh锂电，整个系统约2.5吨，比传统天然气车及柴油车的质量多1吨左右。解决方案是氢瓶减重，用全氢燃料电池系统。氢燃料的大规模使用，最终必须满足成本低于化石能源，才有机会普及。目前来看任重道远，而跟纯电动拼使用成本尚不具备优势，只能拼场景；如果能够得到15元/KG的绿色氢气，长途货运，远洋货轮，炼钢这些场景则可以大规模应用氢气。

光照条件充足的中东地区，可利用光伏+储能+制氢，考虑到光伏和储能成本接近2美分/kwh，在中东地区制氢将变得实际可行。

用高能量密度氢气来储存新能源以替代石油资源，将是沙特及中东地区最大的机会。如果沙特建设庞大的光伏电站约3000GW，占地面积3万平方公里，年发电量可以达到6.3万亿度，考虑到全天候制氢，则60%需要通过锂电储能，其中6万亿度电用来电解水制取氢气，产生1亿吨氢气，10元每公斤的氢气通过海运将占领全球市场，每年收入1万亿人民币，与沙特现阶段的石油规模相当。

电解海水制氢还可得到副产品氘氚，又是人类终极能源核聚变的主要原材料，实现商用航天的关键。

全球大规模光伏发电成本最低为沙特等中东地区，沙特土地面积超过190万平方公里，有大量的土地建设光伏系统。传统石油巨头可全面转型为新能源巨头，以提供高能量密度的氢气为主，2025年沙特光伏成本降到0.8美分/kwh，折合人民币约5.2分/kwh。沙特氢气能源成本低于5元人民币每公斤，全部成本将低于7元/KG，运往全球价格约12元/KG，全球终端销售价格约12-15元人民币每公斤。

低于15元/KG的氢气，在长途货运，远洋航海，炼钢，石化，建材等都将占有一席之地。考虑沙特得天独厚的地理位置，亚非欧板块中心，从红海通过苏伊士运河运往欧美，马六甲海峡运往亚太地区都将具有成本优势。

笔者2018年造访日本，曾与软银孙正义的高参岛聪先生交流，岛聪提及：孙正义曾经构想在沙特建设全球最大的光伏基地，再找中国最好的光伏及锂电技术去沙特联合设厂，打造光伏+锂电的黄金能源组合。生产全世界最便宜的电力通过中国的特高压技术建设涵盖中亚、东北亚的电力网络，经过伊朗，中亚，中国，将清洁的电力输送给日本，因为日本的平均电价超过0.2美金/kwh。不得不佩服孙的雄才伟略，异想天开。

光伏电站易建，不过经过这么多国家建电力网络难度就大了，而光伏储能制氢则就变得更容易实现了，然后通过远洋运输更有可落地性。

很多人会问，中国会成为新能源领域的沙特吗？中国不一定成为新能源领域的沙特，倒可以成为产业输出方；沙特源于独到的地理位置，如果和中国联手有机会在未来的五十年，仍然成为全球的新能源中心。

在于中国目前是全球最大的光伏生产基地，光伏技术领先全球，光伏技术具有标准化，可复制的特点。而且形成了独立的装备能力和材料开发能力，行业内又有普遍后进入者优势，可后发制人。

那么就可以在中东地区发展光伏+锂电储能产业，低成本足以改变全球能源格局，同样中国的锂电技术具有跟光伏类似的特点。沙特可以和中国强强联手共同发展光伏及锂电储能产业，中国通过技术输出在沙特建设全球最大的光伏基地和光伏储能电站，沙特利用强大的资本实力实现从石油到新能源的转型。

沙特的光伏产品可以行销全球，光伏产生的电可以销售到欧洲及非洲、印度等亚洲缺电国家。光伏制氢可以远销亚洲，欧美，沙特有机会成为新的全球能源中心。

阿联酋三个国有实体组成了阿布扎比氢能联盟，将富含化石燃料的酋长国定位于未来绿氢气的主要出口国，海湾国家已经认识到了这种替代燃料的重要性，氢能的开发在下一步是至关重要的。从最大的石油输出国成为最大的氢气出口国，这样的机会将刺激沙特阿拉伯以及阿联酋，沙特王国已经计划在特大未来城市中建造世界上最大的由光伏和风能联合制氢工厂，整个城市将是绿色电力，沙特也想实现氢气出口国的伟大的计划，他们认为沙特将成为氢气的全球领导者，给沙特下一个50年机会。

当然全世界其他的地方，尤其是光照和风电特别发达的地区，例如澳大利亚也在计划发展氢气，宣布要投资1500亿美金用于绿色氢气的制造；中国的西北地区正在大力发展光伏风电联合制氢。沙特有全球最好的光伏资源，全球的光照时间最长，最长时间甚至可以达到一年2800个小时；如果可以全力以赴的发展绿色的氢气，将有机会成为全球最大的绿色氢气的制造基地，同时成本可以做到全球最低。

总之，平价的新能源将在下个十年惠及全球，实现大部分国家的能源独立、自由和平。

作者简介：陈方明，易津资本&博雷顿 科技 创始人，博雷顿 科技 正成为电动工程机械、重卡及相关领域配套储能的领军企业。作为有超过十年风险投资经验的专家，在新能源、新材料领域做了深厚布局。

他着眼于高精尖技术，聚焦新能源领域的硬 科技 ，投资过常州聚和、拉普拉斯、凯世通、南通天盛、杭州瞩日及量孚等一大批新能源企业。其中量孚作为磷酸铁锂正极材料公司，其利用独特工艺，一步法合成磷酸铁锂，有望将磷酸铁锂正极材料成本降低20%。

陈方明是上海市五一劳动奖章获得者，他创立的博雷顿获得了高新技术企业、高新技术成果转化、市重点人工智能示范项目、高端装备首台套、交通部国家级行业研究中心、上海市专精特新项目等一系列名号和荣誉。

在上篇《终极能源来了！氢能的政策风口吹完了吗？》中，我们主要梳理了主要国家的氢能政策和战略重点发展方向。比如，德国等欧盟国家侧重于发展绿氢，沙特等中东国家同时发展蓝氢和绿氢，美国强调氢燃料电池的应用，重点发展氢燃料重卡。接下来我们先来了解一下基本的氢能的分类和氢能产业链。

根据生产过程中碳排放量的强度，可将氢气分为化石能源直接制取的“灰氢”、化石能源+二氧化碳捕集与封存制取的“蓝氢”和通过可再生能源、核能电解水制取而成的“绿氢”。

根据中国煤炭工业协会公开数据显示，2020年中国氢气产量超过2500万吨，其中煤制氢所产氢气占62%、天然气制氢占19%，工业副产气制氢占18%，电解水制氢占1%左右。从全球来看，目前使用最多的制氢方法是天然气制氢，占比达到48%，其次为石油制氢，占比30%，煤制氢占18%，电解水制氢占比4%，同样占比很低。

不管是我国3060碳达峰、碳中和的目标，还是欧盟等国促进绿氢发展的战略，绿氢的发展才是长期发展的战略方向。预计到2060年，我们国家以可再生能源制取的绿氢将达到80%。但是，绿氢生产成本的下降需要一个过程，不仅需要光伏、风电等可再生能源的成本进一步下降，也需要制氢的电解槽的成本大幅下降。因此，由灰氢到绿氢的转换过程不可能快速、直接的迭代。而蓝氢作为灰氢向绿氢的过渡阶段，其发展主要取决于碳捕捉和碳封存技术的发展和成本的下降。但是，现在有一些科学家发现蓝氢在降低二氧化碳排放方面，并没有比灰氢好多少，排放量大约只低于灰氢9%-12%。世界主要氢能发展国家对于蓝氢的态度差异较大，鉴于我们国家目前的氢能来源占比和发展阶段，蓝氢应该会作为一个重点。

氢能产业链包含从上游制氢、中游的储氢、运氢到下游的用氢等环节。制氢环节中，电解水制氢获得的是绿氢，化石燃料制氢和工业副产氢如果加入了碳捕捉和封存（CCS）装置，则是蓝氢，如果未经此环节，则产出的是灰氢。

除了煤制氢和天然气制氢，工业副产氢是我国第三大氢气来源，也是我国本身的产业基础具备条件，适合发展的制氢方式。工业副产氢包含焦炉煤气副产氢、氯碱工业副产氢、合成氨副产氢和丙烷脱氢副产氢。

比如氢能概念股的龙头 美锦能源 就是以焦炉煤气制氢为基础，然后在产业链上打造加氢站和氢燃料电池的全线产业链。

滨化股份具有1.6万吨氯碱工业副产氢的产能，同时还在建设PDH项目，将会有2.3万吨丙烷脱氢副产氢。此外，金能 科技 、万华化学和金发 科技 等都有一定的工业副产氢作为副产品。

从碳中和的长期要求来看，要达到零排放，电解水制氢是未来发展的主要方向。目前，在可再生能源电解水制氢路线上布局的主要有隆基股份、阳光电源和宝丰能源。

和其他能源和燃料相比，氢气的储运难度较大、成本占比明显偏大，这也是制约氢气成本难以大幅下降的主要因素。在上中下游各环节，上游制氢和下游用氢相对来说都比较成熟，而中游储运是制约氢能大规模发展的重要原因。

氢气的储运方式分为气态、液态和固态三种。从技术成熟度来看，高压气态储氢最为常用。与之对应的运输方式，包括长管拖车和管道两种。高压储氢的安全性高，技术相对简单，但由于氢气能量密度小，其储氢量非常低，长管拖车更适用于用氢量不大、近距离运输的时候。管道储运在长距离运输中会形成成本优势，但管道建设成本大，初始投资高。

为解决能量密度小的问题，全球都在研发低温液态储氢，其具有储氢密度高等特点，储存方式和储存石油类似，运输液氢可减少车辆运输频次、提高加氢站单站供应能量，适用于用氢量大、远距离运输的情况。但液态储运氢也有短板，比如氢气液化成本高，长时间存放会出现氢气逃逸现象。在我国，低温液态储运氢主要运用于军事和航天领域，民用领域由于受到法规限制，目前无法应用。

固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体， 通过化学吸附和物理吸附的方式实现氢的存储。固态储氢密度更高，但是成本也更高，技术更复杂，目前还比较难商业化。

根据中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019年版）》（下称《白皮书》），长管拖车、固体储运成本可观，经济距离却不超过150公里；液态储运经济距离大于200公里，成本在所有方式中最高；管道运输成本最低，经济距离超过500公里。

气态储氢方式中储氢瓶是重要的一环，国内公司 中材 科技 率先研发完成国内最大容积320L氢气瓶，并已投入市场。除了320L瓶，其他氢气瓶产品规格种类齐全，从1.5L到385L全覆盖。此外，目前中材 科技 的70MPa Ⅳ型瓶产线正在建设，年产能1万只，预计2021年底完成，2022年上半年取得证书，主要针对海外市场销售。

氢气液化方面，国内发展比较滞后，根据氢气液化的概念股中泰股份上周在投资者提问时的回答：目前公司已具备氢液化核心设备板翅式换热器的设计及制造技术，整套氢液化工艺流程仍在积极研发中。另一深冷概念股深冷股份早几日也公开提示公司还没有氢能方面的营收。

加氢站是氢产业链的重要一环，然而，由于氢燃料电池 汽车 还没有实现大规模商用，而且加氢站的投资巨大，目前建设成本和运营成本远远高于传统加油站、加气站。在产业发展初期，建独立加氢站不具有经济性，从投资者的角度，可以回避这种重资产、高投资并将长期亏损的产业链环节。

燃料电池系统是个复杂的系统，其中以电堆系统最为重要。除了电池电堆以外，还有供氢系统、供气系统、水热管理系统。从价值量来看，电堆系统占比最大，达45-50%，其次是空压机，占比25%左右。而在电堆中又以催化剂、双极板和质子交换膜的价值量占比大，这些核心材料和技术仍然与欧美存在一定差距。

催化剂在整个燃料电池系统成本中占到大约18%，而且这个核心材料仍然依靠进口，目前还没有一家企业能做到催化剂的国产化。 贵研铂业 属于前瞻性布局燃料电池铂极催化剂的企业，而且被列入工信部第二批专精特新“小巨人”企业。但即便是作为铂极催化剂的领头企业，贵研铂业近日在投资者互动平台表示：截至目前，公司氢燃料电池铂极催化剂尚在实验室阶段，目前没有商品化产品。

和催化剂的情况类似，在双极板、质子交换膜等领域，国内的材料与技术目前与国际先进水平还存在一定差距，国产化的进程刚刚开始，从技术突破和降低成本的角度还有很长的路要走。

电池电堆和燃料电池整体系统方面，亿华通、潍柴动力、新源动力和美锦能源持股的国鸿氢能占据市场主导地位。此前我们专门写过燃料电池系统，此处不多说。

欢迎回顾亿华通的个股报告：【被外资买爆的氢燃料电池企业！同样有雷？】

欢迎回顾潍柴动力的个股报告：【勇敢外卷，中国高端制造之光】

行业主要上市公司：美锦能源(000723)厚普股份(300471)中国石化(600028)卫星化学(002648)嘉化能源(600273)亿华通(688339)等

本文核心数据：氢能源板块上市公司研发费用氢能源相关论文发表数量

全文统计口径说明：1)论文发表数量统计以“hydrogen

energy”为关键词，选择“中国”、“论文”筛选。2)统计时间截至2022年8月17日。3)若有特殊统计口径会在图表下方备注。

氢能技术概况

1、氢能源的界定及分类

(1)氢能源的界定

氢能是氢在物理与化学变化过程中释放的能量。氢能是氢的化学能，氢在是宇宙中分布最广泛的物质，它构成了宇宙质量的75%，储量丰富。氢能被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源，随着世界范围内对绿色经济发展重视程度的提升，氢能源的需求和应用领域不断扩展。

(2)氢能源的分类

按照氢气的来源，通常将氢能源分为三类，即灰氢、蓝氢和绿氢。

2、技术全景图：四大环节构成

氢能产业主要由制氢、储氢、运氢、加氢和用氢四大环节构成。为发挥氢能重要能源载体作用，需大力推动氢能产业每个环节的技术发展。其中电解水制氢、液态/固态储氢、液态有机储氢、氢燃料电池等先进技术研究对氢能产业规模化应用具有重要意义。

氢能产业技术发展历程：始于上世纪50年代

中国的氢能与燃料电池技术研究始于上世纪50年代。20世纪80年代以来，相继启动了863计划和973计划，加速以研究为基础的技术商业化项目，氢能和燃料电池均被纳入其中。“十三五”期间，氢能与燃料电池开始步入快车道。2016年以来相继发布《能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)》、《节能与新能源汽车产业发展规划(2012-2020年)》、《中国制造2025》等顶层规划。2019年两会期间，氢能首次写入政府工作报告。2020年4月，氢能被写入《中华人民共和国能源法》(征求意见稿)。2021年，“十四五”规划指出要在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业。2022年发布第一个氢能源专项规划——《氢能产业发展中长期规划(2021-2035

年)》，为中国氢能源产业发展作为指引。

氢能产业技术政策背景：政策加持技术水平提升

近些年来，我国提出了一系列氢能产业技术发展相关政策，包括氢气制备、储运、应用和燃料电池等关键技术，使得氢能产业技术水平稳步提升。

氢能产业技术发展现状

1、氢能产业技术科研投入现状

(1)国家重点专项

为推进氢能技术发展及产业化，国家重点研发计划启动实施“氢能技术”重点专项。2018-2022年，“氢能技术”重点专项数量逐年增加。2018年仅9项技术专项，到2022年，“氢能技术”重点专项围绕氢能绿色制取与规模转存体系、氢能安全存储与快速输配体系、氢能便捷改质与高效动力系统及“氢能万家”综合示范4个技术方向，拟启动24项重点专项。

(2)A股上市企业研发费用

目前，中国氢能市场正处于发展初期，行业整体研发投入水平不算太高。从A股市场来看，2017-2021年，我国氢能源板块上市公司研发总费用逐年增长，2022年第一季度，氢能源板块上市公司研发总费用约158.69亿元。

2、氢能产业技术科研创新成果

(1)论文发表数量

从氢能相关论文发表数量来看，2010年至今我国氢能相关论文发表数量呈现逐年递增的趋势，可见氢能科研热度持续走高。截至2022年8月，我国已有80825篇氢能相关论文发表。

注：统计时间截至2022年8月。

(2)技术创新热点

通过创新词云可以了解氢能产业技术领域内最热门的技术主题词，分析该技术领域内最新重点研发的主题。通过智慧芽提取该技术领域中最近5000条专利中最常见的关键词，其中，催化剂、燃料电池、制氢系统、电解水、电解槽等关键词涉及的专利数量较多，说明氢能领域近期的研发和创新重点集中于燃料电池和制氢等领域。

(3)专利聚焦领域

从氢能专利聚焦的领域看，目前氢能产业专利聚焦领域较明显，其主要聚焦于催化剂、燃料电池、制氢系统、电解水、电解槽等。

注：图中格子数量表示每家公司的专利覆盖率，每个格子代表相同数量的专利。

主要氢能产业环节技术分析

1、前端制氢环节：可再生能源电解制氢是氢源终极方案

制氢环节技术主要包括化石能源制氢和可再生能源制氢。其中，利用化石能源制氢并未摆脱能源对石油、煤炭和天然气的依赖，仍会产生大量碳排放即使是加上CCUS捕集制备的蓝氢，一旦甲烷在制备过程中发生泄漏，对气候的影响比碳排放更大。而利用可再生能源进行电解水制氢，生产过程基本不会产生温室气体。

2、中端储运氢环节：固态储运安全性更好

储运氢气的方式主要分为气态储运、液态储运和固态储运。相比于气氢储运和液氢储运，固态储运在安全性方面优势明显。

3、后端加氢及氢燃料电池

(1)加氢：站内制氢成本优势大

加氢基础设施是氢能利用和发展的中枢环节，是氢能产业发展的核心配套设施。根据氢气来源不同，加氢站可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站。相较于外供氢而言，站内制氢能够大幅减小氢气的运输成本。

(2)氢燃料电池：质子交换膜燃料电池是主流发展方向

按电解质的种类不同，燃料电池可分为碱性燃料电池、质子交换膜燃料电池、硝酸型燃料电池、碳酸型燃料电池、固体氧化物燃料电池等。其中，质子交换膜燃料电池是当前燃料电池的主流技术发展方向。

氢能产业技术发展痛点及突破

1、氢能产业技术发展痛点

(1)高成本是制约氢能大规模发展的关键

当前，经济性为氢能产业发展最大的挑战因素，即使是成本相对较低的氢气($0.5/kg)，除了转化成氨用作肥料以外，绝大多数氢能应用场景都比现有化石能源技术昂贵。解决氢能产业在绿氢制备、储运氢、加氢站建设、燃料电池电堆等关键环节的经济性问题，是未来氢能大规模发展必须要攻克的一道难题。

(2)制氢技术：先进电解技术发展不成熟

目前国内电解水制氢的成熟技术为碱性电解水制氢技术，碱性水电解槽难以响应瞬态负载，因而难以与波动大的可再生电力配合。另外，PEM电解水制氢技术也面临着匹配可再生能源电力而进行的电解槽设计、控制技术以及电源系统设计等尚不成熟的局面。

2、氢能产业技术发展突破

(1)先进电解技术：PEM电解槽设计改进突破

PEM电解槽设计改进策略方向包括更轻更稳定的端板和双极板、经济且耐腐蚀的集电器等。据Yagya N

Regmi博士的研究小组研究发现，PEM电解中发生不含铂族金属催化的析氧反应在短期内是无法实现的，因此，尽可能使铱的质量活性最大化才是目前的可行策略。

(2)氢能储运：固态储氢和潜液式液氢泵突破储运氢技术瓶颈

氢能储运技术突破在于提高储氢密度和安全性，以及降低运输成本。固态储氢是利用物理或化学吸附将氢气储存在固体材料之中。固态储氢具有体积储氢密度高、安全性更好的优势，因此是一种有前景的储氢方式。因此，固态储氢得到了越来越多的研究和关注，主要工作集中在储氢材料的研发与改性等方面。以氢枫能源的镁基固态储氢为例，镁基固态储氢具有资源、性能及技术优势。

液氢泵为液氢储运的重要部件，用于对液体氢气进行传输分配。从氢能全产业链来看，氢气输配成本和初始资本支出为降本的最主要环节。潜液式液氢泵取代了外置泵，减少了氢蒸发，去掉了气氢压缩机且用液氢的冷源省去制冷系统。此外，潜液式液氢泵大流量液氢泵直接加注，不用高压储罐，去除级联储存最终的结果是减少初始投资和运行成本，使氢气的售价与汽油、柴油比肩。

氢能产业技术发展方向及趋势：氢能各环节技术加快突破

氢能供应体系发展路径以实现绿色经济高效便捷的氢能供应体系为目标，中国将在氢的制储运加各环节上逐渐突破。从长远看，随着用氢需求的扩大，结合可再生能源的分布式制氢加氢一体站、经济高效的集中式制氢、液氢等多种储运路径并行的方案将会是主要的发展方向。

「前瞻碳中和战略研究院」聚焦碳中和领域的政策、技术、产品等开展研究，瞄准国际科技前沿，服务国家重大战略需求，围绕“碳中和”开展有组织、有规划科研攻关，促进碳中和技术成果转化和推广应用，为企业创新找到技术突破口，为各级政府提供碳达峰、碳中和的战略路径管理咨询和技术咨询。院长徐文强博士毕业于美国加州大学伯克利分校，二十余年来一直深耕于低碳清洁能源和绿色材料领域的基础研究、产品开发和产业化，拥有55项专利、33篇论文，并已将30多种产品推向市场，创造商业价值50+亿元，专注于氢能、太阳能、储能等清洁能源研究。

以上数据参考前瞻产业研究院《氢能产业技术趋势前瞻及投资价值战略咨询报告》。